集约高效开展储气设施建设—— 云南省多气源协同发展的思考

左玉梅 明纬佳 王晓东 朱玉明

（1.中国石油天然气销售川渝分公司，四川 成都 610051；2.中国石油西南油气田公司华油集团公司，四川 成都 610000；3.中国石油西南油气田公司，四川 成都 610051；4.中国石油塔里木油田公司，新疆 库尔勒 841000）

0 引言

自中缅管道2013 年通气以来，云南省进入天然气大规模利用的快速发展时期。2018 年全省天然气消费总量为15.45 × 108m3，按照《云南省打赢蓝天保卫战三年行动实施方案》，2020年云南省用气规模预计将达到32 × 108m3。在当前云南省储气设施建设规划实施过程中，主要以地面储罐作为储气手段，未涉及LNG 接收站，同时云南省安宁盐穴地下储气库尚处于前期可研阶段。储气设施规划实施面临着储罐利用效率不高，补贴不到位，企业建设储气设施积极性不高等问题。云南省煤制气、生物天然气生产条件相对成熟，但是储气设施和销路存在问题，积极促成管道气、煤制气、生物天然气储气设施共享，保障稳定供气，推动3种气源协调互补，共同扩大天然气市场成为储气设施发展的新方向。

1 云南省用气特点、储气现状及问题

1.1 用气特点

一是用气区域高度集中。云南省用气区域集中在昆明市及周边区域，其中昆明市用气量占云南省全省管道气用量的90%左右，且该用气比例将长期维持。预计2019 年投产，昆明城市燃气用气量约为2 × 108m3／a。云南省有129 个县级区域，用气区域集中于中缅管道 “一干两支” 周边，随着昭通支线，陆良支线，玉溪— 普洱支线近期投运，通气的县级区域将达到40余个；至2020年预计仍然有普洱、西双版纳、迪庆、怒江等州市不能通管道气，但是4个州市城区已经建成城市管网，可以通过LNG点供方式供气。

二是处于天然气价值链低端。当前天然气主要用于价格承受能力低的工业领域，用气量最大的是云南云天化股份有限公司和中石油云南石化有限公司，对天然气价格敏感；天然气利用效率较高的分布式能源项目因云南省水电资源丰富导致经济收益极差，天然气价格承受能力相对较强的交通领域天然气项目发展迟缓。

1.2 储气设施建设现状及问题

根据《云南省储气设施建设规划（2018-2025年）》公开征求意见的公告，云南省截至2018 年底已建储气设施总储气能力为1 450 × 104m3，仅占2018 年全省天然气消费量的0.9%，远低于国家对储气能力的要求。储气设施集中于昆明和昭通两市，储气能力极不均衡。地方政府控股企业储气能力已经达到要求，但是城镇燃气企业储气能力不足，海口玻璃厂和中石油云南石化有限公司两家不可中断大用户没有建设储气设施，其用气量分别为1 × 108m3／a 和4.5 × 108m3／a，前者用于玻璃生产，后者用于天然气制氢，均需要不可中断的稳定气源。究其原因，一是云南省能源主管部门是在没有明确补贴政策的情况下向燃气企业分派任务，又因为储气设施没有理顺定价机制导致企业投资建设的积极性不高；在实际执行中，预留储气设施建设用地也没有与土地利用、城乡建设等进行规划衔接，导致执行困难。

2 云南省煤制气和生物天然气发展现状及潜力

2.1 煤制气发展现状

2013 年前后，煤制气在全国范围内曾有过建设高潮，陆续有50 余个项目立项，建成投运的有4 个项目，但最终仅有内蒙古汇能项目实现盈利。导致项目发展受限的原因包括：一是煤制气受煤炭价格影响大，成本高（煤制气成本为1.7～1.9元）；二是煤制气项目集中于新疆、内蒙古、山西等煤炭产区，煤制气难以进入天然气干线管网进行长距离运输到中东部主要用气区域；三是煤制气项目耗水量巨大，产煤区自身水资源不足，难以通过环境评价［1］。内蒙古汇能项目盈利原因之一是通过LNG 而不是天然气管道运输。现今天然气紧缺，管道气和LNG 价格日渐提高，大唐集团中新能化阜新煤制气项目等陆续立项。其中，湖北省荆州市江陵县40 × 108m3／a煤制气项目计划将陕北榆林地区煤炭运到湖北后进行生产，有效避免了管网运输和水资源不足的限制。

云南省煤制气项目地点位于昆明市寻甸县，该区域水资源较为丰富，处于用气集中区域，可以通过LNG 点供方式运输，避免了管网运输。该项目是利用云南煤化集团有限公司（下称云南煤化集团）从多年煤制化肥的技术积累中开发的具有自主知识产权的褐煤气化、净化气精制联产LNG、甲醇制汽油（MTG）、均四甲苯分离提纯和酚类产品分离精制等技术，合理开发褐煤资源后把煤炭资源就地清洁转化生产清洁能源和高附加值产品，从而实现褐煤资源的高效综合利用。在 “云南先锋褐煤深加工工业化试验示范项目” 中，云南煤化集团配套建设了生产规模为14.7 × 104m3／a 的LNG，并可通过配套生产煤制油、煤制烯烃、均四甲苯、硫酸多种产品降低煤制气项目的市场风险，冬季管道气价格上浮，煤制气价格劣势缩小，使得项目整体可行性提高。

2.2 生物天然气发展潜力

根据我国《生物质能发展 “十三五” 规划》，截至2015 年，中国沼气理论年产量约为190 × 108m3，规模化沼气工程年产气量约为50 × 108m3，家庭用沼气规模较大的地区包括四川、广西、河南、云南、湖北5 省。根据《全国农村沼气发展 “十三五” 规划》，中国每年产生的农作物秸秆有10.4 × 108t，可收集资源量9 × 108t，规划化畜禽养殖场每年产生粪便20.5 × 108t，有56%未得到有效利用［3］。造成这一问题的原因包括：缺乏具备可操作性和强制性的法律法规，生物天然气原料成本不可控，产品市场不可控，政策补贴力度不足，设计建设验收标准滞后等［2］。

云南省发展生物天然气产业优势明显：生物质原料来源广、数量大，热带地区沼气发酵时间更长、产气效率更高；虽然产气总量较小，但是可以满足未通管道气区域的用气需求，有利于培育天然气市场。目前，根据能源局文件《国家能源局综合司关于请上报生物天然气产业化示范储备项目的通知》要求，云南省具备条件的有11 个项目，天然气产能为10 641 × 104m3／a，项目都是将天然气作为主要产品之一，其余产品还有有机肥等，可以有效分担市场风险，提升项目市场盈利能力。

3 多气源协同发展，推进云南省储气设施建设

通过对管道气、煤制气、生物天然气的分析研究认为，其各自的市场拓展和供应保障均存在着多方面的问题。对于管道气而言其自身处于价值链低端，用户多数为价格承受能力很低的工业领域用户，且面临着冬季保供难题，虽然储气设施的建设可以缓解保供问题，但是储气设施建设过程中存在着成本回收难、企业投资积极性不高等问题；对于煤制气和生物天然气而言，存在着储气设施缺乏和市场开拓不足的难题，仅凭气源方自身产量无法保障全年稳定供气进而影响市场开发。针对云南省天然气、煤制气和生物天然气市场发展现状和面临的问题，可以采取多气源协同发展的思路，通过集约高效推进储气设施建设，提升产业链价值和储气设施利用率及其收益。

3.1 转变储气设施定位，吸引储气设施投资和建设

针对云南省气源结构和发展前景，可采取转变储气设施定位，将储气设施由储备站作为中转站的方法提升使用频率、提升盈利能力，进而调动储气设施投资和建设积极性。煤制气和生物天然气可以作为当前管道气的补充气源，通过储气设施存储中转，通过LNG 点供运输到气源紧缺的区域，与管道气形成良性互补，保障稳定用气，进而扩大天然气用气规模，另外，规模用气带来的良好市场收益加上国家对生物天然气等的扶持政策可吸引更多的投资，提升储气设施建设积极性。

在具体实施过程中，政府主管部门需要加强协调引导，在储气设施建设规划期间要统筹考虑用气市场、生物天然气原料产地、管道气距离等因素，在选址上尽量做到最优配置，缩短距离降低成本。在市场引导上，要针对市场客观情况促成不同性质的企业开展合资合作，以效益最大化为目标实现国企、民企的合资合作。此外，还要加强监管，对可能出现的气源配置不足、生物天然气进入管网人为设限等问题，采取有效措施，营造公平公正的市场环境，提升企业投资信心。

3.2 加强气源各方的协调与配合，共建储气设施，推进天然气市场发展

城市燃气企业和煤制气、生物天然气销售企业三方要以开放的心态面对多气源竞争与合作，探索互利共赢的机制，通过做大市场规模获取共同利益。以储气设施建设为手段和契机，以价格承受能力更高的天然气重卡用气作为市场突破口，多方合力形成稳定、需求量大、价格承受能力高的市场，进而激活天然气生产、运输、存储和中转、终端消费的全产业链，形成产、运、储、销各环节多主体共赢的局面。同时，在储气库建设方面，可以共同合理规划，分摊储气库设施建设成本，实现低成本高效率建设运行。面对管道气为主、生物天然气和煤制气多气源方共存的现实局面，要在政府引导下加强配合交流，最终使管道气实现天然气销售质与量的平衡，煤制气和生物天然气实现稳定的销售和收益。

3.3 积极开拓天然气市场，提升储气设施利用率

利用储气库设施，云南省可以通过扩大交通领域用气量和点供区域用气量加快开拓天然气市场。一是建立交通领域用气服务平台，主要目标市场是开拓工业物流领域用气，提升储气设施利用率。二是针对普洱、临沧、西双版纳、怒江、迪庆等5个不具备通管道气供气条件，被云南省列为长期点供的州市，在《云南省打赢蓝天保卫战三年行动实施方案》要求不再新建35蒸吨以下燃煤锅炉，淘汰10蒸吨以下燃煤锅炉的背景下，将具有较大规模市场增长潜力，可以有效消纳煤制气和生物天然气气源。通过分散布局的储气设施，可以为市场增长提供有效的气源保障，通过缩短用气距离来降低运输成本和企业生产成本，使整个产业链达到良性运转。除了工业用气领域，还可以借助燃气下乡政策推动点供区域民用气用气量增长，实现良好的经济效益和社会效益［4-5］。

4 结论

以管道气为主体，以煤制气和生物天然气为补充为云南省储气调峰提供更有力保障的发展思路可以有效整合产气、储气、用气各个环节的多种资源，促进云南省天然气发展。对云南省政府而言，生物天然气、煤制气利用可以服务于政府的绿色能源战略；对燃气企业而言，将储气设施的应急储备作用提升为常规中转站，既可以完成储气任务，又可以提升储气设施的经济效益；对供气企业而言，可以通过发展价格承受能力更高的交通领域，解决管道气利用质量与数量平衡的深层次矛盾，提升管道气价格，有助于天然气多环节提质增效［6-7］。